Libro Terminación de Pozos

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Terminación de Pozos Petroleros

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Libro Terminación de Pozos

  1. 1. Terminación y Mantenimiento de Pozos 1 Terminación y Mantenimiento de Pozos ÍNDICE Página I. DISEÑO DE LA TERMINACIÓN DE POZOS 5 Planeación de la terminación 5 Programa de operación 5 Análisis de información 5 Muestras de canal y corte de núcleos 5 Gasificación y pérdidas de circulación 6 Correlaciones 6 Antecedentes de pruebas durante la perforación 6 Pruebas de formación 7 II. ANÁLISIS DE REGISTROS 7 Registro en agujero descubierto 7 Registro en agujero entubado 12 III. TOMA DE INFORMACIÓN 12 Registros de presión 13 Registro de producción (PLT) 14 Registro de evaluación de cementación 14 IV. CEMENTACIÓN DE TUBERIAS DE REVESTIMIENTO DE EXPLOTACIÓN 14 Tuberías de explotación 14 Tuberías de explotación cortas 14 Operaciones previas a la cementación 16 Operaciones durante la cementación 16 Introducción de la tubería de revestimiento 17 Operaciones posteriores a la cementación 18 V. DISEÑOS DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN 19 Propiedades de la tuberías y de las juntas 19 Clase de tuberías de producción 19 Consideraciones de diseño 20 Accesorios de los aparejos de producción 21 Equipo de control subsuperficial 21 Empacadores 23 Determinación del peso de anclaje 24 Conexiones superficiales de control 25
  2. 2. Terminación y Mantenimiento de Pozos 2 Optimación de los aparejos de producción 28 VI. ANÁLISIS NODAL 29 VII. INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN Y LA PRODUCTIVIDAD DEL POZO 30 Fluidos utilizados durante la terminación 31 Daño a la formación productora 31 Efecto de la presión y temperatura sobre las salmueras 32 Composición y propiedades de las salmueras 32 Cálculos para el cambio de densidad de salmueras 34 Corrosividad de las salmueras 41 Tipos de corrosión 42 Factores que afectan la tasa de corrosión 43 VIII. DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS DE CONTROL 45 Objetivos del desplazamiento 45 Recomendaciones previas al lavado del pozo 47 Espaciadores y lavadores químicos 48 Fluidos empacantes 48 IX. DISEÑO DE DISPAROS 50 Pistolas hidráulicas 51 Cortadores mecánicos 51 Taponamiento de los disparos 52 Limpieza de los disparos taponados 52 Control del pozo 54 Penetración contra tamaño del agujero 56 Planeación del sistema de disparo 56 Desempeño de las cargas 56 Influencia de los factores geométricos sobre la relación de productividad 57 Procedimento de operación 59 Selección óptima de disparos utilizando software técnico 60 X. ESTIMULACIÓN DE POZOS 61 Determinación del tipo de daño a la formación 61 Selección del tipo de tratamiento 64 Análisis de muestras y pruebas de laboratorio 64 XI. TÉCNICAS BÁSICAS DE ESTIMULACIÓN DE POZOS 65 Estimulación matricial 65 Surfactantes 66 Tipos de acido 69 Diseño de una estimulación 69 Procedimiento operativo para realizar una estimulación 72 XII. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO 73
  3. 3. Terminación y Mantenimiento de Pozos 3 Conceptos básicos 73 Comparación del fracturamiento ácido y fracturamiento con apuntalante 77 Fracturamiento ácido 78 Fracturamiento con apuntalante 79 Fracturamiento con espumas 81 Fracturamiento con gas altamente energizado 82 XIII. ANÁLISIS DE PROBLEMAS DE POZOS 83 Tópicos de terminación 86 XIV. TÉCNICA Y EQUIPO PARA LA TERMINACIÓN CON TUBINGLESS 88 Consideraciones de diseño 89 MANTENIMIENTO DE POZOS XV. INTRODUCCIÓN, DEFINICIÓN Y CLASIFICACIÓN 93 XVI. REPARACIÓN MAYOR 93 Procedimiento operativo 95 XVII. CONSIDERACIONES PARA LA APERTURA DE VENTANAS 103 Apertura de ventanas con herramienta desviadora tipo cuchara 105 Procedimento operativo para apertura de ventanas con cuchara desviadora 106 XVIII. REQUERIMIENTOS PARA LA PROGRAMACIÓN Y DISEÑO DEL REACONDICIONAMIENTO DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN 109 Consideraciones para el desarrollo de un programa de mantenimiento de pozos 109 Control del pozo 124 Inducciones 128 Inducción por empuje o implosión 131 Toma de muestras 142 Procedimientos operativos para el muestreo 148 Moliendas 154 Consideraciones en la selección y operación de cargas puncher 155 Vibraciones de sartas 156 Consideraciónes para la desconexión de tuberías 158 Cortadores de tubería 158 XIX. COSTO DE UNA INTERVENCIÓN 159 Bibliografía 161
  4. 4. Terminación y Mantenimiento de Pozos 4 161 c) Fluidos de control d) Material químico e) Tuberías Anclaje de empacadores en: Fluidos a) Para perforación b) Para terminación c) Filtrado de fluidos de terminación Servicios de Ingeniería Indirectos y de administración Bibliografía 1. Short, "Jim", J.A.;" Fishing and Casing Repair, Edi- torial Pennwell, 19. 2. Kemp Gore;" Oilwell Fishing Operations: Tools and Techniques", Second Edition Golf Publishing Compañy.1990. 3. Wells Michael;"Perforating Design" Curso Villa- hermosa TAB. Octubre 1999. 4. Chang K.S.; " Water Control Diagnostic Plots"; SPE 30775. 5. Rasso Zamora Carlos y Najera Romero Salvador; " Determination of the Drilling Cost and Well Maintenance System in Pemex Perforación y Man- tenimiento de Pozos"; SPE 40045. 6. Subiaur Artiachi Servio Tulio;" Disparos Diseño y Procedimientos", PEP, REGION Sur, Gerencia de Perforación y Mantenimiento de Pozos, Primera Edición 1995. 7. Niño Chaves Mario A;" Manual de Empacadores y Retenedores", PEP, REGION Sur, Gerencia de Perforación y Mantenimiento de Pozos, Primera Edición 1995. 8. Sánchez Zamudio Miguel y Velez Martínez Ma- nuel;" Diseño Manejo y Selección de Tuberías de Producción", PEP, REGION Sur, Gerencia de Per- foración y Mantenimiento de Pozos, Primera Edi- ción 1995. 9. Mora Ríos Alfonso y López Valdéz Israel;" Manual de evaluación de Formaciones , PEP, REGION Sur, de Perforación y Mantenimiento de Pozos, Prime- ra Edición 1995. 10.Reparación de Pozos I Nivel 3 Coordinación de Mantenimiento de Pozos. 11.Reparación de Pozos II Nivel 3 Coordinación de Mantenimiento de Pozos. 12.Reparación de Pozos III Nivel 4 Coordinación de Mantenimiento de Pozos. 13.Reparación de Pozos IV Nivel 4 Coordinación de Mantenimiento de Pozos. 14.Manual de Procedimientos Técnico Operativos en Campo, Tomos I, II, III, IV, V, PEP; Perforación y Mantenimiento de Pozos, Sugerencia de Termi- nación y reparación de Pozos. 15.Garaicochea P. Francisco; " Apuntes de Estimu- lación de Pozos ", Facultad de Ingeniería UNAM. 16.Garaicochea P. Francisco y Benitez H. Miguel A" Apuntes de Terminación de Pozos", Facultad de Ingeniería UNAM. 17.Composite Catalog of Oil Field Equipment and Services, 1998-99, 43rd, Edition Published by World Oil, Golf Publishing Compañy.
  5. 5. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 5 Terminación y Mantenimiento de Pozos I. DISEÑO DE LA TERMINACIÓN DE POZOS Planeación de la terminación La terminación de un pozo petrolero es un proceso operativo que se inicia después de cementada la ulti- ma tubería de revestimiento de explotación y se rea- liza con el fin de dejar el pozo produciendo hidrocar- buros o taponado si así se determina. El objetivo primordial de la terminación de un pozo es obtener la producción optima de hidrocarburos al menor costo. Para que esta se realice debe hacer- se un análisis nodal para determinar que aparejos de producción deben de utilizarse para producir el pozo adecuado a las características del yacimiento. (tipo de formación, mecanismo de empuje etc.) En la elec- ción del sistema de terminación deberá considerarse la información recabada, indirecta o directamente, durante la perforación, a partir de: Muestra de ca- nal, núcleos, pruebas de formación análisis petrofisicos, análisis PVT y los registros geofísicos de explotación. Programas de operación Es desarrollado por el Ingeniero de proyecto y es creado con información de la perforación del pozo a intervenir en caso de ser exploratorio y pozos veci- nos a él al tratarse de pozos en desarrollo, consiste en un plan ordenado de operaciones que incluyen la toma de registros, la limpieza del pozo, el diseño de disparos, y la prueba de intervalos productores, con el fin de explotar las zonas de interés de poten- cial económico. Análisis de información Para desarrollar la planeación de la terminación se deberá de contar con la información del pozo a in- tervenir y de pozos vecinos, esta estará constituida de: Registros geofísicos, muestras de canal, corte de núcleos, gasificaciones, perdidas de circulación, co- rrelaciones, antecedentes de pruebas durante la perforación, pruebas de formación (DST). Esta in- formación se evaluara con el propósito de determi- nar cuales son las zonas de interés que contengan hidrocarburos y a través de un análisis nodal se dise- ñaran los disparos, diámetros de tubería de pro- ducción y diámetros de estranguladores para mejo- rar la producción del yacimiento. Muestras de canal y corte de núcleos Las muestras de canal se obtienen durante la perfo- ración, son los fragmentos de roca cortados por la barrena y sacados a la superficie a través del sistema circulatorio de perforación, el recorte es recolectado en las temblorinas para su análisis. Estas muestras proporcionan información del tipo de formación que se corta, características de la roca como son: la Porosidad (φ), Permeabilidad (K), saturación de agua (Sw), Saturación de aceite (So), Compresibilidad de la roca ( C ). Los núcleos son fragmentos de roca relativamente grande que son cortados por una ba- rrena muestreadora constituidas por : tambor o barril exterior, tambor o barril interior, retenedor de núcleo, cabeza de recuperación , válvula de alivio de presión. La practica de corte de núcleos se usa pre- ferentemente en áreas no conocidas y su operación consiste: a. El equipo muestreador es instalado en el ex- tremo inferior de la sarta de perforación y se introduce hasta el fondo del agujero. b. La barrena empieza a cortar el núcleo perfo- rando solamente la parte del borde exterior y, al mismo tiempo, el núcleo va siendo alojado en el barril interior. c. Cuando se termina de cortar el núcleo este es retenido por el seguro retenedor. d. Posteriormente es sacado el núcleo del barril 160 Ahora bien, para hablar de costos debemos tener clara las diferencias entre los conceptos costo y gas- to, precio y utilidad. Gasto. Es el flujo de efectivo que se ve reflejado di- rectamente en caja. En algunos casos se puede igua- lar al costo; esto es, cuando los servicios utilizados en la intervención son proporcionados por la com- pañías de servicio. En caso contrario, cuando son por administración, siempre serán menor al costo. Costo. Es el flujo de efectivo reflejado en caja, más los gastos contables como depreciación de los equi- pos, servicios y productos proporcionados por otras entidades, tales como servicio medico, telecomuni- caciones, combustibles, lubricantes, etc. Precio. Es el costo del servicio proporcionado. Se establece de acuerdo con el comportamiento del mercado y engloba los conceptos de gasto, riesgo y utilidad. Utilidad .- Es la diferencia entre el costo y el precio, normalmente se maneja en porcentaje. Riesgo.- Son aquellos eventos imponderables que pueden o no ser del conocimiento del Diseñador y afectan el estado de resultados de la intervención, por lo deben ser considerados en el costeo del pozo. Por ejemplo los conceptos manejados en el costeo en una intervención de mantenimiento mayor de reentrada, se listan a continuación: Concepto Costo día/equipo Materiales Tubería de revestimiento Accesorios de tubería de revestimiento Tuberías de producción Accesorios para aparejo de producción Empacadores y retenedores Molinos, escariadores, barrenas y herramientas de percusión Combinaciones Servicios Apertura de ventana Perforación direccional. Prueba de lubricador Apriete computarizado (llave y computadora) TR`s y TP Disparos Estimulación Registros Instalación de bola y niple colgador Cementación de TR`s y TXC (Tapón por Circulación) Mantenimiento, instalación y prueba del ½árbol Nitrógeno Pruebas hidráulicas Herramientas especiales Tubería flexible Unidad de alta presión Unidad Línea de Acero (registro de gradientes y muestras) Transporte de: a) Equipo (desmantelar transportar e instalar ) b) Personal, accesorios y material diverso Figura 68 Cortador de tubería químico (supe- rior). Corte efectuado (inferior)
  6. 6. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 6 muestreador. Se extrae solamente este barril ya que es independiente del equipo. Se debe procurar obtener los 9 metros que es la lon- gitud del barril, el núcleo proporciona mayor infor- mación sobre la litología y el contenido de fluidos. La decisión de obtener núcleos se toma cuando se presenta una aportación de hidrocarburos en rocas almacenadoras, y cuando los registros geofísicos indican una zona de posibilidad de contenido de hi- drocarburos. El corte de núcleos de pared del pozo es realizado con un equipo que trabaja a través de percusión. Este tipo de núcleos puede ser orientado para deter- minar los esfuerzos a los que es sometida la roca. Gasificación y perdidas de circulación Durante la perforación se presentan gasificaciones que indican posibles acumulaciones de hidrocarbu- ros y proporcionan información aproximada de una densidad equivalente a la presión de poro. Las gasificaciones consisten en la contaminación del lodo de perforación por un flujo de gas que sale de la formación hacía el pozo provocado por una presión diferencial a favor de la formación productora (la presión de formación es mayor que la presión hidrostática.) Se debe de tener cuidado en este tipo de problemas (las gasificaciones) ya que cuando se vuelven incontrolables provocan los reventones o crean peligro de incendio, por lo que es recomenda- ble la realización de un buen control de pozo. Estos problemas de gasificación son muy comunes duran- te la perforación de pozos petroleros; pero en espe- cial en los pozos exploratorios, en donde no se tiene información precisa sobre la columna geológica que se está perforando. Las pérdidas de circulación se definen como la per- dida parcial o total del fluido de control hacia una formación muy permeable o depresionada. Este pro- blema se presenta en ocasiones en la perforación de pozos y se manifiesta cuando retorna parte o no hay retorno del fluido de perforación. Para que se pre- sente este tipo de problemas se requiere dos condi- ciones en el pozo: Formación permeable y altas presiones diferenciales para que exista flujo hacia la formación. Las causas más comunes de este tipo de problema son: - Causas naturales. Son aquellas inherentes a la formación , ejemplo: cavernas o fracturas na- turales. - Causas inducidas. Son provocadas durante la perforación al bajar rápidamente la sarta de per- foración (efecto pistón), al controlar el pozo alcanzando la presion máxima permisible y al incremento inadecuado de la densidad de lodo. En conclusión las pérdidas de circulación indican las zonas depresionadas así como también nos da una aproximación de la presión de fractura de la forma- ción. Así el programa de terminación deberá conte- ner las densidades requeridas para el control ade- cuado del pozo. Correlaciones En la elaboración del programa de terminación es importante la información que proporcionan los po- zos vecinos, esta servirá para ubicar las zonas de in- terés, así como la geometría de aparejos de produc- ción que se utilizaron, diseño de disparos e historia de producción de los pozos. Toda la información re- colectada se evaluará con el objeto de optimizar el programa mencionado. Antecedentes de pruebas durante la perforación Una de las pruebas requeridas durante la perforación es la prueba de goteo, la cual exige que después de haber cementado la tubería de revestimiento, reba- jado la zapata y se perforen algunos metros, se debe de determinar el gradiente de fractura de la forma- ción expuesta, así como la efectividad de la cementación. Principalmente si han existido proble- mas durante la cementación, como perdidas de cir- culación de cemento, heterogeneidad de lechada, fallas de equipo de bombeo etc. Para determinar el gradiente de fractura de la formación, se realiza la prueba de goteo, esta prueba proporciona también la presión máxima permisible en el pozo cuando ocu- rre un brote, para determinar las densidades máxi- mas en el pozo. Otra de las pruebas que se realizan en la perforación es la prueba de formación con la cual se obtiene in- formación del comportamiento del flujo de fluidos y de la formación. La información obtenida en las prue- bas realizadas en la perforación del pozo son de utili- dad para optimizar la planeación de la terminación. 159 Su principio de operación consiste en expulsar vio- lentamente un líquido corrosivo de la herramienta hacia la tubería. Normalmente consta de un inicia- dor, un propelente sólido, un catalizador y trifluoruro de bromo (Br F3 ). Cuando se inicia la explosión, el propelente fuerza al Br F3 a través del catalizador y de una cabeza de corte a alta presión y temperatura. El BrF 3 es expulsado a través de varios orificios de la herramienta contra la pared de la tubería que se va a cortar. La figura 68 muestra la herramienta y el corte efectuado. A continuación se mencionan algunas consideracio- nes que se deben tomar en cuenta al operar un cor- tador químico: 1) La herramienta debe permanecer inmóvil duran- te el corte, para lo cual cuenta con un dispositi- vo de anclaje. 2) El rango de corte en tuberías mínimo es de 0.742 pg. 3) Es necesario contar con fluido dentro de la tube- ría para efectuar el corte. 4) En lodos densos se tienden a tapar los agujeros de la herramienta y puede operar deficientemente. XIX. COSTO DE UNA INTERVENCIÓN Debido a la transformación de PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN en líneas de negocios, la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos, como enti- dad prestadora de servicios, requiere conocer los costos de la intervención a los pozos. Por lo tanto es de suma importancia que en la planeación se realice un análisis tomando en consideración los porcenta- jes de riesgo involucrados, que permitan la genera- ción de ganancias. El costo total de la intervención estará compuesto por: a) Costo de los materiales b) Costos de los servicios c) Costo por la utilización, mantenimiento y depre- ciación del equipo Tabla 11 Número de hilos de cordón explosivo de 8 granos/pie Tubería Diámetro Profundidad( m) Tipo (pg) 0-1000 1000-2000 2000-3000 3000-4000 4000- 2 3/8 1 1 1 2 2 Producción 2 7/8 1 1 2 2 3 3 ½ 1 1 2 2 3 4 ½” 2 2 2 3 3 2 3/8-2 7/8 1 2 3 4 4-6 Perforación 3 ½- 4 2 3 4 4-6 5-8 4 ½-6 9/16 2 4 4-6 5-9 6-12 6 5/8 3 4-5 5-7 6-10 7-14 3 ½ 2-4 2-5 3-7 3-8 4-9 Drilles 4 1/8-5 ½ 2-4 3-6 4-8 4-10 5-12 5 ¾-7 3-6 4-8 5-10 6-12 7-15 7 ¼-8 1/2 4-6 5-9 6-12 7-15 8-18 Arriba de 9 6 6-12 6-12 8-15 8-18 Figura 67 Cortador térmico (superior), forma del cor- te efectuado (inferior)
  7. 7. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 7 Pruebas de formación La prueba de formación consiste en hacer una ter- minación temporal del pozo y de esta manera pro- vocar que la formación se manifieste. Para lograr esto es necesario crear una presión diferencial a favor de la formación de interés, suprimiendo la presión hidrostática. Para aislar la formación productora se utiliza un empacador ó ensamble de fondo especial, quedando en comunicación la formación con la su- perficie, por lo que actuará solo en ella la presión atmosférica, lo cual permite que los fluidos de la for- mación fluyan hacia el pozo y posteriormente a la superficie. El objetivo de las pruebas de formación es crear las condiciones favorables para que la for- mación productora fluya, y de esta manera obtener información sobre el comportamiento de los fluidos de la formación. Con esta información y con la que se obtuvo duran- te la perforación, se evalúa la capacidad de produc- ción de la formación probada para conocer si es comercial su explotación. Las pruebas de formación se efectúan durante la perforación, por lo que siem- pre se realizan en agujero descubierto. Estas prue- bas son costosas, pero indispensables en ciertos ca- sos, especialmente en pozos exploratorios. II. ANÁLISIS DE REGISTROS Hace más de medio siglo se introdujo el Registro Eléc- trico de pozos en la Industria Petrolera, desde enton- ces, se han desarrollado y utilizado, en forma gene- ral, muchos más y mejores dispositivos de registros. A medida que la Ciencia de los registros de pozos petroleros avanzaba, también se avanzó en la inter- pretación y análisis de datos de un conjunto de per- files cuidadosamente elegidos. Por lo anterior se pro- vee un método para derivar e inferir valores de parámetros tan importantes para la evaluación de un yacimiento como es las saturaciones de hidrocarbu- ros y de agua, la porosidad, la temperatura, el indice de permeabilidad, la litología de la roca de yacimien- to y actualmente la geometría del pozo, los esfuer- zos máximos y mínimos, el agua residual, etc. El primer Registro eléctrico se tomo en el año de 1927 en el Noroeste de Francia, era una gráfica úni- ca de la resistividad eléctrica de las formaciones atra- vesadas, se realizaba por estaciones, se hacían me- diciones y la resistividad calculada se trazaba ma- nualmente en una gráfica, en 1929 se introdujo co- mercialmente y se reconoció la utilidad de la medi- ción de la resistividad para propósitos de correlación y para identificar las capas potenciales portadoras de hidrocarburos. En 1931, la medición del poten- cial espontáneo (SP) se incluyó con la curva de resistividad en el registro eléctrico y así sucesivamente se fueron dando los avances de los diferentes regis- tros eléctricos como el de echados, rayos gamma, neutrones, inducción, doble inducción, sónico de porosidad, de densidad, litodensidad y actualmente otras mediciones de registro incluyen la resonancia magnética nuclear, la espectrometría nuclear (natu- ral e inducida) y numerosos parámetros en agujeros revestidos. Registro en Agujero Descubierto Casi toda la producción de petróleo y gas en la ac- tualidad se extrae de acumulaciones en los espacios porosos de las rocas del yacimiento, generalmente areniscas, calizas o dolomitas. La cantidad de petró- leo o gas contenida en una unidad volumétrica del yacimiento es el producto de su porosidad por la saturación de hidrocarburos. Además de la porosi- dad y de la saturación de hidrocarburos, se requiere el volumen de la formación almacenadora de hidro- carburos. Para calcular las reservas totales y deter- minar si la reserva es comercial, es necesario cono- cer el espesor y el área del yacimiento para calcular su volumen. Para evaluar la productividad del yacimiento, se re- quiere saber con qué facilidad puede fluir el liquido a través del sistema poroso. Esta propiedad de la roca que depende de la manera en que los poros están intercomunicados, es la permeabilidad. Los princi- pales parámetros petrofísicos para evaluar un depó- sito son: porosidad, saturación de hidrocarburos, espesor, área, permeabilidad, geometría, temperatu- ra y la presión del yacimiento, así como la litología que desempeñan un papel importante en la evalua- ción, terminación y producción de un yacimiento. Registro de Potencial Espontaneo y de Rayos Gamma Naturales La curva de Potencial espontáneo (SP) y el registro de Rayos Gamma naturales (GR) son registros de fe- nómenos físicos que ocurren naturalmente en las rocas in situ. La curva SP registra el potencial eléc- 158 profundidades. Dicha tabla supone una densidad promedio del fluido de control de 1.2 gr./cc, además de tener el pozo lleno de fluido. (No existe condición de pérdida de fluido). Consideraciones para la desconexión de tuberías Antes de efectuar un trabajo de string shot o vibra- ción de tubería es recomendable tomar en cuenta las siguientes consideraciones: 1) Mantener la tubería (cople por desconectar) en tensión. 2) Tubería apretada. 3) Aplicar torque izquierdo al cople que se va a des- conectar. 4) Posicionar el cordón con la cantidad de explosivo adecuado. Teóricamente, la junta por desconectar debe encon- trarse en una condición de punto neutro (sin tensión ni compresión). Sin embargo, la experiencia demues- tra que es mejor tenerla ligeramente a tensión. Para determinar la cantidad de tensión aplicada a la tube- ría se tiene que: Calcular el peso flotado de la tubería hasta el pun- to de desconexión (longitud mínima libre), adicio- nar un sobrejalón, se recomienda el 10 % del peso calculado. Sin embargo, este método tiene el in- conveniente de que la longitud mínima pudiera ser errónea debido a la fricción ocasionada por la tu- bería en los puntos de contacto con las paredes del pozo. Otra alternativa tiene que ver con el peso marcado por el indicador antes de pegarse la tu- bería, restar el peso flotado del pescado que se va a dejar en el pozo y agregar el 10% por sobretensión. El segundo factor para asegurar el éxito de la desco- nexión es apretar la tubería. Esto evita que se desco- necte al momento de aplicar torsión izquierda, por lo que se recomienda apretar la tubería con un 30% adicional al torque óptimo de apriete, o al que se usará para la desconexión. El número de vueltas a la derecha (apriete), depende del diámetro, peso y pro- fundidad. Sin embrago, una regla de campo es apli- car una vuelta por cada 300 m, en tuberías de perfo- ración, mientras que en tuberías de producción se recomienda 1 ½ vueltas. El tercer factor en la desconexión de tuberías tiene que ver con la torsión izquierda en la junta por desconec- tar. Cuando se tienen pozos desviados, ésta hace difí- cil la transmisión de la torsión hasta la junta por desco- nectar. En estos casos se recomienda transmitir la tor- sión por etapas. Una práctica recomendable es aplicar ½ vuelta por cada 300m de longitud de tubería de per- foración, y 1 vuelta para tuberías de producción. Procedimiento operativo a) Hacer una prueba de elongación y determinar la longitud mínima. b) Tomar un registro de punto libre. Ajustar pesos con base en resultados del registro. c) Calcular la cantidad de cordón explosivo. d) Determinar el número de vueltas para el apriete y desconexión. e) Verificar el apriete de tubería. f) Introducir la varilla con el cordón explosivo. Se recomiendan de 200 a 300m. g) Aplicar el torque izquierdo a la tubería y dejarla en el peso calculado para la desconexión. h) Registrar el torque aplicado. i) Bajar el cordón explosivo hasta el punto que se va a desconectar y disparar. j) Observar en el torquímetro algún cambio en la tor- sión registrada. k) Tomar un registro de coples antes de sacar la varilla l) Levantar o bajar la tubería para comprobar la desconexión; en caso necesario, completarla con torsión izquierda. Cortadores de tubería Cortador térmico (tipo jet) Es básicamente una carga moldeada y revestida de forma circular, que al detonar produce un corte limita- do en la tubería. La forma del tubo en el corte queda ligeramente abocinada por lo que puede requerirse conformar la boca del pez. Como requisito es necesa- rio que la tubería sea calibrada previamente al drift, para su utilización. La figura 67 muestra este tipo de cortador y la forma del corte que produce. Cortador de tubería químico A diferencia del cortador térmico, éste deja un corte limpio sin protuberancias dentro y fuera del tubo.
  8. 8. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 8 trico producido por la interacción del agua de for- mación innata, el fluido de perforación conductivo y otras rocas selectivas de iones (lutita) y el registro de GR indica la radioactividad natural de las formacio- nes. Casi todas las rocas presentan cierta radioactivi- dad natural y la cantidad depende de las concentra- ciones de potasio, torio y uranio, los registros SP y de GR son bastantes útiles e informativos, entre sus usos se encuentran los siguientes: ¨ Diferencia roca potencialmente productoras permeables y porosas (arenisca, caliza, dolomia) de arcillas y lutitas no permeables. ¨ Define los limites de las capas y permite la co- rrelación entre las capas. ¨ Proporciona una indicación de la arcillosidad de la capa. ¨ Ayuda en la identificación de la litología (mine- ral). ¨ En el caso de la curva SP, permite la determi- nación de la resistividad del agua de forma- ción. ¨ En el caso de los Registros GR y NGS (registro de espectrometria de rayos gamma naturales) detecta y evalúa depósitos de minerales radio- activos. ¨ En el caso del registro NGS define las con- centraciones de potasio, torio y uranio. Registro SP La curva SP es un registro de la diferencia entre el potencial eléctrico de un electrodo movil en el pozo y el potencial eléctrico de un electrodo fijo en la su- perficie en función de la profundidad, enfrente de lutitas, la Curva SP por lo general, define una línea más o menos recta en el registro, que se llama línea base de lutitas, enfrente de formaciones permeables, la curva muestra excursiones con respecto a la línea base de lutitas; en las capas gruesas estas deflexiones tienden a alcanzar una deflexión constante, definien- do así una línea de arena y la deflexión puede ser a la izquierda o a la derecha, dependiendo principalmente de las salinidades relativas del agua de formación y del filtrado de lodo, el registro del SP se mide en milivoltios (mV) y no se puede registrar en pozos lle- nos con lodos no conductivos, ya que éstos no pro- porcionan una continuidad eléctrica entre el electro- do del SP y la formación. Registro de RG El registro de RG es una medición de la radioactivi- dad natural de las formaciones. En las formaciones sedimentarias el registro normalmente refleja el con- tenido de arcilla de las formaciones porque los ele- mentos radioactivos tienden a concentrarse en arci- llas y lutitas. Las formaciones limpias generalmente tienen un nivel muy bajo de radioactividad, a menos que contaminantes radioactivos como cenizas vol- cánicas o residuos de granito estén presentes o que las aguas de formación contengan sales radioactivas disueltas. El registro de RG puede ser corrido en pozos entuba- do lo que lo hace muy útil como una curva de corre- lación en operaciones de terminación o modificación de pozo. Con frecuencia se usa para complementar el registro del SP y como sustituto para la curva SP en pozos perforados con lodo salado , aire o lodos a base de aceite. En cada caso , es útil para la localiza- ción de capas con y sin arcilla y, lo mas importante, para la correlación general. Las propiedades de los Rayos Gamma son impul- sos de ondas electromagnéticos de alta energía que son emitidos espontáneamente por algunos elementos radioactivos. El isótopo de potasio radioactivo con un peso atómico 40 y los ele- mentos radioactivos de las series del uranio y del torio emiten casi toda la radiación gamma que se encuentra en la tierra, cada uno de estos elemen- tos emite rayos gamma, el número y energía de éstos es distintivo de cada elemento, al pasar a través de la materia, los rayos gamma experimen- tan colisiones de Compton sucesivas con los áto- mos del material de la formación y pierden ener- gía en cada colisión.Después de que el rayo gamma ha perdido suficiente energía , un átomo de la for- mación lo absorbe por medio de efecto fotoeléc- trico. Por consiguiente, los rayos gamma natura- les se absorben gradualmente y sus energías se degradan {reducen} al pasar a través de la forma- ción. La tasa de absorción varía con la densidad de la formación, dos formaciones que tengan la misma cantidad de material radiactivo por volu- men de unidad, pero con diferentes densidades, mostraran diferentes niveles de radioactividad, las formaciones menos densas aparecerán algo más radioactivas. 157 Una vez que se detecta una pegadura de tubería es necesario tomar un registro de punto libre, con la finalidad determinar la profundidad o punto exacto de pegadura. Las herramientas usadas para la medi- ción basan su funcionamiento en las propiedades de los materiales elásticos susceptibles de deformarse cuando son sometidos a un esfuerzo. Una tubería de perforación o producción en un pozo está sometida a un esfuerzo de tensión, ocasionado por el propio peso. Dicho esfuerzo se distribuye linealmente por toda la tubería, desde un máximo en la superficie hasta un mínimo (cero) en el punto de atrapamiento. Cuando se aplica un jalón a una tube- ría atrapada esta sufre una elongación proporcional a la tensión aplicada. Por lo tanto, es posible hacer una estimación de la profundidad de atrapamiento, por medio de una prueba de elongación. Una prueba de elongación consiste en aplicar ten- sión sobre el peso de la tubería, midiendo la elongación producto de ese esfuerzo. La longitud de atrapamiento se calcula con: (51) Donde: L= longitud libre de tubería (m) e = Elongación (cm) W = peso unitario de la tubería(lbs/pie) D F= Sobre tensión aplicada a al tubería (lbs) La longitud calculada con la ecuación anterior es la mínima libre en el pozo, debido a que los efectos de fricción crean puntos de seudoatrapamiento, más severos en pozos desviados. El procedimiento para una prueba de elongación es el siguiente: 1) Calcular el peso flotado de la tubería hasta el pun- to de atrapamiento. 2) Calcular una tensión adicional de acuerdo con el tipo y diámetro de la tubería. 3)Marcarlatuberíaalniveldelpisodetrabajo(mesarotaria) 4) Aplicar sobre-tensión y medir la distancia entre la primera marca y la segunda. 5) Libere la tubería de la sobretensión regresándola a la primera marca. 6) Aplique la ecuación no.51 para calcular la longi- tud mínima libre. 7) Repita los pasos 4, 5, 6, y compare las longitudes calculada, con el fin de determinar con mayor pre- cisión la longitud libre de tubería. Los valores de tensión recomendados para la tube- ría de producción y de perforación son presentan en la tabla 10. El torque en superficie se relaciona con el desplaza- miento angular o giro. Éste varía linealmente con la profundidad; es decir, desde un máximo en la su- perficie hasta un mínimo en el punto de atrapamiento. Esto se da en función de la longitud libre de tubería, del torque, del módulo de elasticidad transversal y del momento de inercia de la tubería. Es decir: (52) Donde: q = Desplazamiento angular o giro (grados). T = Torque de tubería (Lbs-pie). Es = Modulo de elasticidad transversal (psi) I = Momento de inercia de la tubería (pg4) El momento de inercia está dado por: (53) Donde: De = Diámetro exterior de la tubería (pg). Di = Diámetro exterior de la tubería (pg). Determinación de la cantidad de explosivo para efec- tuar una vibración de sarta Para desenroscar la tubería en el punto deseado, se detona un paquete de cordón explosivo cerca del cople con el fin de proveer la fuerza necesaria para desconectar la tubería. La cantidad de cordón explo- sivo depende principalmente de la profundidad (pre- sión hidrostática) y del diámetro de la tubería. La ta- bla 11 proporciona la cantidad de cordón explosivo recomendado para diferentes diámetros de tubería y ( ) / [H[: ) [= −088 10 5. ∆ Diámetro (pg) Tipo de Tubería Tensión Recomendada (Lbs) 2 3/8 Producción 10,000-15,000 2 7/8 Producción 14,000-20,000 3 ½ Producción 20,000-30,000 4 ½ Producción 28,000-42,000 2 7/8 Perforación 20,000-25,000 3 ½ Perforación 30,000-35,000 4 1/2 Perforación 35,000-40,000 Tabla 10. Tensión adicional recomendada para pruebas de elongación. θ =      27 060, 7[/ ( [,V ( ), 'H 'L= − Π 32 4 4
  9. 9. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 9 Registros de Porosidad La porosidad de las rocas puede obtenerse a partir del registro sónico, el registro de densidad o el regis- tro de neutrones. Todas estas herramientas ven afec- tada su respuesta por la porosidad, los fluidos y la matriz de la formación. Si los efectos de fluidos y matriz se conocen o se pueden determinar, la res- puesta de la herramienta puede relacionarse con la porosidad. Por lo tanto, estos instrumentos se men- cionan con frecuencia como registros de porosidad. Tres técnicas de registro responden a las característi- cas de la roca adyacente al agujero. Su profundidad de investigación es de sólo unas cuantas pulgadas y por lo tanto está generalmente dentro de la zona in- vadida. Otras mediciones petrofísicas, como la micro-resisti- vidad, el magnetismo nuclear o la propagación elec- tromagnética, algunas veces se utilizan para deter- minar la porosidad. Sin embargo, estos instrumen- tos también reciben una gran influencia del fluido que satura los poros de las rocas. Por esta razón se discuten aparte. Registros sónicos En su forma más sencilla, una herramienta sónica consiste de un transmisor que emite impulsos sóni- cos y un receptor que capta y registra los impulsos. El registro sónico se da simplemente en función del tiempo, t, que requiere una onda sonora para atra- vesar un pie de formación. Este es conocido como tiempo de tránsito, t, t es el inverso de la velocidad de la onda sonora. El tiempo de tránsito para una formación determinada depende de su litología y su porosidad. Cuando se conoce la litología, esta de- pendencia de la porosidad hace que el registro sóni- co sea muy útil como registro de porosidad. Los tiem- pos de tránsito sónicos integrados también son úti- les al interpretar registros sísmicos. El registro sóni- co puede correrse simultáneamente con otros servi- cios. El principio es la propagación del sonido en un pozo, es un fenómeno complejo que está regido por las propiedades mecánicas de ambientes acústicos dife- rentes. Estos incluyen la formación, la columna de fluido del pozo y la misma herramienta de registro. El sonido emitido del transmisor choca contra las paredes del agujero. Esto establece ondas de com- prensión y de cizallamiento dentro de la formación, ondas de superficie a lo largo de la pared del agujero y ondas dirigidas dentro de la columna de fluido. En el caso de registros de pozos, la pared y rugosi- dad del agujero, las capas de la formación, y las frac- turas pueden representar discontinuidades acústicas significativas. Por lo tanto, los fenómenos de refracción, reflexión y conversión de ondas dan lugar a la presencia de muchas ondas acústicas en el agujero cuando se está corriendo un registro sónico. Estas formas de onda se registraron con un arreglo de ocho receptores localizados de 8 a 11 ½ pies del transmisor. Se mar- caron los diferentes paquetes de ondas. Aunque los paquetes de ondas no están totalmente separados en el tiempo en este espaciamiento, pueden obser- varse los distintos cambios que corresponden al ini- cio de llegadas de compresión y cizallamiento y la llegada de la onda Stoneley. El primer arribo u onda compresional es la que ha viajado desde el transmisor a la formación como una onda de presión de fluido, se refracta en la pared del pozo, viaja dentro de la formación a la velocidad de onda compresional de la formación y regresa al receptor como una onda de presión de fluido. La onda de cizallamiento es la que viaja del trans- misor a la formación como una onda de presión de fluido, viaja dentro de la formación a la veloci- dad de onda de cizallamiento de la formación y regresa al receptor como una onda de presión de fluido. La onda de lodo (no muy evidente en estos trenes de ondas) es la que viaja directamente del trans- misor al receptor en la columna de lodo a la velo- cidad de onda de compresión del fluido del aguje- ro. La onda Stoneley es de gran amplitud y viaja del transmisor al receptor con una velocidad menor a la de las ondas de compresión en el fluido del agujero. La velocidad de la onda Stoneley depende de la fre- cuencia del pulso de sonido, del diámetro del agu- jero, de la velocidad de cizallamiento de la forma- ción, de las densidades de la formación y del fluido y de la velocidad de la onda de compresión en el flui- do. 156 b) Tratar de disparar lo más cercano al cople, debido a que el up-set de la tubería centra la misma y así se evitan daños a la de revestimiento. Sin embar- go, no se debe disparar sobre un cople. c) Verificar el nivel y densidad de fluidos dentro del pozo. En caso de una gran diferencial de presión se requerirá utilizar equipo de control de presiones d) Determinar el número de disparos en función del área total del flujo requerido para la caída de pre- sión que se va a manejar en los disparos. Normal- mente cuatro cargas por metro son suficientes; sin embrago, en puntos en donde la carga está cerca del límite se recomienda aumentar la densi- dad de los disparos. Ejemplo 14: Se requiere establecer circulación en un pozo cuya sarta de perforación se encuentra atrapada a una profundidad de 3 400m, el diámetro de la tubería es de 3 ½", grado X, de 13.3 lbs/pie, la temperatura en el pozo es de 200°F. Solución: De acuerdo con el diámetro, temperatura del pozo y peso de tubería, se tiene un espesor de pared de 0.368 pg. En función de la temperatura puede em- plearse la tabla 8, seleccionando un tipo de carga pequeña con código naranja, cuya penetración es de 0.37 pg. Sin embargo, es recomendable mane- jar un margen de seguridad para asegurar el éxito de la operación. Se recomienda 12.5% del espe- sor, es decir: Espesor de tubería = 0.368x1.125=0.414 pg Por lo que la carga seleccionada tendría que ser una carga mediana con código blanco. Vibraciones de sartas Una condición indeseable en el pozo es el pegado o atrapamiento de la tubería. Estas situaciones pueden suceder en cualquier etapa durante la intervención de un pozo o a lo largo de su vida productiva. Un descuido humano o la falla mecánica de las herra- mientas y accesorios utilizados en la intervención pueden ocasionar este problema. Así es que las de- cisiones para resolverlo son determinantes para lo- grar la continuidad en las operaciones. Una técnica ampliamente usada en estos casos es la detonación de una carga explosiva (cordón detonante o vibración) en una junta de tubería que se encuen- tra con torsión arriba del punto de atrapamiento. El golpe de la explosión afloja la unión, cuando se tiene torsión inversa, se logra la desconexión. Las pegaduras más comunes en sartas de trabajo y aparejos de producción son: a) Pegado por presión diferencial b) Pegado por fraguado prematuro de cemento c) Pegado por pérdida de circulación d) Pegado por ojo de llave e) Pegado por derrumbe de agujero f) Pegado por producción de arena g) Pegado por lodo h) Pegado por condición mecánica (empacadores pe- gados, tubería pegada, por tornillos dados de cu- ñas y, en general, por objetos extraños en el pozo) Tipo de carga Espesor de Tubería ( pg) Diámetro promedio (pg) Penetración máx. en la tubería exterior (pg) Pequeña 0.19 0.37 0.10 (Naranja) 0.37 0.19 0.04 Mediana 0.38 0.37 0.07 (Blanco) 0.49 0.22 0.04 Grande 0.50 0.23 0.05 (Azul) 0.60 0.21 -- Tabla 8. Cargas puncher para temperatura estándar en diámetro de 1 9/16". Tabla 9. Cargas puncher para alta temperatura hasta 470 F en diámetro de 1 9/16". Tipo de carga Espesor de Tubería( pg) Diámetro promedio(pg) Penetración máx. en la tubería exterior(pg) Pequeña 0.15 0.37 0.02 (Verde) 0.34 0.25 -- Mediana 0.34 0.34 0.02 (Café) 0.49 0.18 -- Grande 0.49 0.24 0.03 (Verde) 0.55 0.22 --
  10. 10. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 10 Determinación de Litología y Porosidad Las mediciones de los registros: neutrónico, de den- sidad y sónico dependen no sólo de la porosidad sino también de la litología de la formación, del flui- do en los poros, y en algunos casos, de la geometría de la estructura porosa. Cuando se conoce la litología, y en consecuencia, los parámetros de la matriz, pue- den obtenerse los valores correctos de porosidad en base a dichos registros (corregidos debido a efectos ambientales)en formaciones limpias saturadas de agua. Bajo esas condiciones, cualquier registro, ya sea neutrónico, el de densidad o, si no hay porosi- dad secundaria, el sónico, puede utilizarse a fin de determinar la porosidad. La determinación exacta de la porosidad resulta más difícil cuando se desconoce la litología de la matriz o si consiste de dos o más minerales en proporciones desconocidas. La determinación se complica toda- vía más cuando la respuesta de los líquidos de los poros localizados en la porción de la formación que la herramienta está investigando, varía de manera notable de aquella del agua. En especial, los hidro- carburos ligeros (gas) pueden influir de manera im- portante en los tres registros de porosidad. Inclusive la naturaleza o tipo de la estructura porosa afecta la respuesta de la herramienta. Los registros neutrónico y de densidad responden a la porosidad primaria (intergranular o intercristalina) con la poro- sidad secundaria (cavidades, fisuras, fracturas). Sin embargo, los registros sónicos tienden a responder sólo a la porosidad primaria de distribución unifor- me. A fin de determinar cuándo se presenta cualquiera de estas complicaciones, se necesitan más datos que aquellos que proporciona un solo registro de porosi- dad. Por fortuna, los registros neutrónicos de densi- dad y sónico responden de manera diferente a los minerales de la matriz, a la presencia de gas o acei- tes ligeros, y a la geometría de la estructura porosa.. Se pueden utilizar combinaciones de esos registros y el factor fotoeléctrico, Pe, la medición del registro de Litho-Densidad* y las mediciones de torio, uranio y potasio tomadas del registro de espectrometría de rayos gamma naturales NGS*, con el propósito de determinar las mezclas de matrices o fluidos com- plejos y así proporcionar una determinación más exacta de la porosidad. La combinación de mediciones depende de la situa- ción. Por ejemplo, si una formación se compone de dos minerales conocidos en proporciones descono- cidas, la combinación de los registros neutrónico y de densidad o de densidad y sección transversal fo- toeléctrica podrá definir las proporciones de los mi- nerales además de dar un mejor valor de la porosi- dad. Si se sabe que la litología es más compleja pero si sólo consiste de cuarzo, caliza, dolomita y anhidrita, puede deducirse un valor relativamente fiel de la po- rosidad en base, otra vez, a la combinación de densi- dad-neutrónica. Las gráficas de interrelación son una manera conve- niente de mostrar cómo varias combinaciones de registros responden a la litología y la porosidad. Tam- bién proporcionan un mejor conocimiento visual del tipo de mezclas que la combinación podrá determi- nar mejor. Cuando la litología de la matriz es una mezcla binaria (por ejemplo, arenisca-caliza, caliza- dolomita o arenisca- dolomita), el punto marcado a partir de las lecturas de registros caerá entre las lí- neas de litología correspondientes. Registros de Densidad Losregistrosdedensidadseusanprincipalmentecomo registros de porosidad, otros usos incluyen identifi- cación de minerales en depósitos de evaporitas, de- tección de gas, determinación de la densidad de hi- drocarburos, evaluación de arenas con arcilla y de litologías complejas, determinación de producción de lutitas con contenido de aceite, cálculo de presión de sobrecarga y propiedades mecánicas de las rocas. El principio es una fuente radioactiva, que se aplica a la pared del agujero en un cartucho deslizable, emite a la formación rayos gamma de mediana energía, se puede considerar a estos rayos gamma como partí- culas de alta velocidad que chocan con los electro- nes en la formación, con cada choque, los rayos gamma pierden algo de su energía, aunque no toda, la ceden al electrón y continúan con energía dismi- nuida la cual se conoce como efecto Compton y los rayos gamma dispersos que llegan al detector, que está a una distancia fija de la fuente, se cuentan para indicar la densidad de la formación. El número de colisiones en el efecto Compton está directamente relacionado con el número de electro- nes de la formación, en consecuencia, la respuesta de la herramienta de densidad está determinada esen- 155 Los molinos tipo junk mill son los más versátiles de- bido a su capacidad para moler cemento, todo tipo de tubería y empacadores de producción. Están re- vestidos por carburo de tungsteno o metal muncher. Se disponen con fondo plano, cóncavo y convexo, y con cuello de pesca y estabilizadores (figura 65). Perforación de tuberías (tubing o casing puncher) La utilización de cargas puncher o amortiguadas, es recomendado para perforar la tubería de perforación o de producción, sin dañar la tubería de revestimien- to circundante; es decir, cuando se desea tener una penetración controlada del disparo, son bajadas den- tro de un tubo conductor recuperable. Su empleo se recomienda en los siguientes casos: 1. Para establecer circulación cuando la tubería de perforación está atrapada. 2. Para perforar la tubería de producción cuando no es posible abrir la camisa de circulación. 3. Para perforar la tubería de producción arriba del empacador cuando el aparejo no cuenta con ca- misa de circulación. Las pistolas puncher o amortiguadas están disponi- bles en varios diámetros. Las más comunes son las de 1 ½", 1 3/8" y 1 9/16", resistentes a diferentes con- diciones de temperatura. Se consideran estándar a aquéllas que trabajan hasta 350°F (Tipo RDX), y de alta temperatura hasta 470°F (Tipo PSF). La tablas 8 y 9 presentan sus características para diámetro de 1 9/ 16". Debido a que las cargas puncher requieren de poca penetración y un diámetro de agujero relativa- mente grande, es necesario modificar el diseño de las cargas tradicionales, en la forma del revestimien- to a un diseño parabólico. La figura 66 presenta un diseño típico de una carga amortiguada o puncher. La selección de la carga puncher depende principal- mente del espesor de tubería que se pretende perfo- rar y la temperatura del pozo. El espesor de tubería influye en el diámetro de la carga, debido a que los espesores grandes necesitan mayor cantidad de ex- plosivo y, por consiguiente, mayor diámetro de car- ga; la temperatura determina el tipo de explosivo en la carga. Consideraciones en la selección y operación de car- gas puncher Debido a que las pistolas puncher son similares a las pistolas entubadas para disparos de producción es importante tomar en cuenta las siguientes recomen- daciones: a) Usar un dispositivo posicionador para pegar la pis- tola contra la tubería con el objetivo de hacer más eficiente la operación de disparo; en caso contra- rio la tubería podría no ser perforada. Figura 65 Molino tipo junk mil l(Cortesía Gotco International). Figura 66 Carga tipo puncher o amortiguada
  11. 11. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 11 cialmente por la densidad de los electrones (número de electrones por centímetro cúbico) de la forma- ción. La densidad de los electrones está relacionada con el volumen de densidad real, que a su vez de- pende de la densidad del material de la matriz de la roca, la porosidad de la formación y la densidad de los fluidos que llenan los poros. Registros Neutrónicos Los registros neutrónicos se utilizan principalmente para delinear formaciones porosas y para determi- nar su porosidad y responden principalmente a la cantidad de hidrógeno en la formación, por lo tanto, en formaciones limpias cuyos poros estén saturados con agua o aceite, el registro de neutrones refleja la cantidad de porosidad saturada de fluido. Las zonas de gas con frecuencia pueden identificarse al com- parar el registro de neutrones con otro registro de porosidad o con un análisis de muestras. Una com- binación del registro de neutrones con uno o más registros de porosidad proporciona valores de poro- sidad e identificación de litología aun más exactos, incluso una evaluación del contenido de arcilla. El principio es que los neutrones son partículas eléctricamente neutras; cada una tiene una masa idéntica a la masa de un átomo de hidrógeno. Una fuente radioactiva en la sonda emite constantemen- te neutrones de alta energía (rápidos), estos neutrones chocan con los núcleos de los materiales de la for- mación en lo que podría considerarse como colisio- nes elásticas de "bolas de billar", con cada colisión, el neutrón pierde algo de su energía. La cantidad de energía pérdida por colisión depende de la masa relativa del núcleo con el que choca el neutrón, la mayor pérdida de energía ocurre cuan- do el neutrón golpea un núcleo con una masa prácticamente igual, es decir un núcleo de hidróge- no. Las colisiones con núcleos pesados no desaceleran mucho al neutrón, por lo tanto la desaceleración de neutrones depende en gran parte de la cantidad de hidrógeno de la formación. Debido a las colisiones sucesivas, en unos cuantos microsegundos los neutrones habrán disminuido su velocidad a velocidades térmicas, correspondientes a energías cercanas a 0.025 eV, entonces, se difun- den aleatoriamente, sin perder más energía, hasta que son capturados por los núcleos de átomo como cloro, hidrógeno o silicio. El núcleo que captura se excita intensamente y emite un rayo gamma de cap- tura de alta energía. Dependiendo del tipo de herra- mienta de neutrones, un detector en la sonda capta estos rayos gamma de captura o los neutrones mis- mos. Cuando la concentración de hidrogeno del material que rodea a la fuente de neutrones es alta, la mayoría de éstos son desacelerados y capturados a una distancia corta de la fuente, por el contrario, si hay poca concentración de hidrógeno, los neutrones se alejan de la fuente antes de ser capturados, de acuerdo con esto, la tasa de conteo en el detector aumenta para bajas concentraciones de hidrógeno y viceversa. Registros de Resistividad La resistividad de la formación es un parámetro clave para determinar la saturación de hidrocar- buros, la electricidad puede pasar a través de una formación sólo debido al agua conductiva que contenga dicha formación. Con muy pocas excep- ciones, como el sulfuro metálico y la grafita, la roca seca es un buen aislante eléctrico. Además, las rocas perfectamente secas rara vez se encuen- tran, por lo tanto las formaciones subterráneas tie- nen resistividades mensurables y finitas debido al agua dentro de sus poros o el agua intersticial absorbida por una arcilla. La resistividad de una formación depende de: ¨ La resistividad de agua de formación. ¨ La cantidad de agua presente. ¨ La geometría estructural de los poros. La resistividad (resistencia especifica) de una sustan- cia, es la resistencia medida entre lados opuestos de un cubo unitario de la sustancia a una temperatura especifica, las unidades de resistividad son el ohmio- metros cuadrados por metro, o simplemente ohmio- metros (ohm-m). La conductividad es la inversa de la resistividad. Las resistividades de formación por lo general varian de 0.2 a 1000 ohm-m, resistividades superiores a 1000 ohm-m son poco comunes en formaciones permeables pero se observan en formaciones imper- meables de muy baja porosidad (por ejemplo las evaporitas). La resistividad de formación se mide ya sea al mandar corriente a la formación y medir la facilidad con que fluye la electricidad o al inducir una corriente eléctrica en la formación y medir qué tan grande es. 154 Los lavadores de tubería se emplean para lavar exte- riormente el cuerpo de tubería de un pozo, como parte de la preparación de la pesca. Generalmente son fabricados de cuerpo de tubería de revestimien- to de resistencia especial y conexión resistente a la torsión. La cantidad de tubería lavadora se da en fun- ción de los espacios anulares existentes entre la tu- bería lavador, el agujero y el pescado que se va a lavar. Las zapatas lavadoras forman parte del aparejo de lavado de las tuberías. Son manufacturadas de tu- bería lavadora revestida en su parte inferior con ma- terial especial para moler sobre la boca del cuerpo tubular que se va a pescar. La forma y características de los cortadores y del recubrimiento depende de la necesidad del lavado y del pescado por recuperar. Así pues, existen zapatas para lavar en agujero des- cubierto, y en el interior de pozos ademados, por lo que cada una cubre una necesidad especifica. La fi- gura 64 presenta varios tipos de zapatas para dife- rentes condiciones de pesca. Moliendas Una operación de molienda puede emplearse en casi todas las operaciones de pesca; sin embargo, algu- nas moliendas resultan infructuosas, debido a la can- tidad que se va a moler del pescado, el tipo de moli- no usado y las condiciones de operación. Los molinos deben diseñarse para trabajos espe- cíficos. Son herramientas que no tienen partes mo- vibles en su cuerpo y que se podrían quedar en el pozo como resultado de la molienda y de su mis- mo desgaste. Para su operación se requiere de cierto torque; la cantidad depende del diámetro del molino y del material que se va a moler, del ritmo de penetración y del peso sobre el molino. Un torque excesivo puede ocasionar daño en las juntas de la sarta de trabajo, que a la postre origi- na otros problemas. Los molinos están construidos con una pieza de metal recubierta en el fondo con cortadores de diferentes materiales como carburo de tungsteno, o metal muncher (metal más resistente que el carburo de tungsteno). La selección del tipo de cortador depen- de del material que se va a moler. Son construidos en tres diferentes configuraciones del fondo (plano, cóncavo, cónico de aletas). Además deben diseñar- se con canales o puertos de circulación que no res- trinjan el flujo de fluido y que impidan levantar los recortes molidos. Figura 63 Canasta de circulación inversa (Cortesía Bowen Oill Tools). Figura 64 Zapata lavador recubierta con carburo de tungs- teno para lavar tuberías en pozos ademados y agujero abierto (Cortesía de Gotco International). Tipo A.- Para formaciones suaves Tipo B.- usado para lavar dentro de TR Tipo C.- usada para cortar en el fondo dentro de TR’s Tipo D.- Usada para cortar formación Tipo E.- usada para cortar metal dentro de TR’s Tipo F.- Para formaciones y dentro de TR’s Tipo G.- Para Agujero abierto Tipo M.- Diseñada para cortar cemento, formación y metal dentro de TR’s
  12. 12. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 12 El principio de la medición de los registros de resistividad es introducir corrientes en la formación, por medio de electrodos de corriente y se miden los voltajes entre los electrodos de medición, estos voltajes proporcionan la resistividad para cada dis- positivo, en una formación homogénea e isotropica de extensión infinita, las superficies equipotenciales que rodean un solo electrodo emisor de corriente (A), son esferas. El voltaje entre un electrodo (M) si- tuado en una de esas esferas y uno en el infinito es proporcional a la resistividad de la formación homo- génea y el voltaje medido puede graduarse en una escala en unidades de resistividad. Registro en Agujero Entubado Registro RG El registro de RG puede ser corrido en pozos entu- bado lo que lo hace muy útil como una curva de correlación en operaciones de terminación o modifi- cación de pozo, por ejemplo al correlacionar los dis- paros de cambio de intervalo y/o mejorar la cementación, así mismo cuando se inyecta un trazador radioactivo y se requiere ver la altura del intervalo que tomo. Registro Decaimiento Termal (TDT) La herramienta consta de un generador de neutrones de alta velocidad, la cual se reduce rápidamente has- ta la llamada "velocidad termal" al ser capturados por núcleos de la formación, emitiendo radiaciones gamma que son detectadas por el aparato, durante el tiempo de medición, la cantidad de neutrones termales disminuye exponencialmente. El tiempo re- querido para medir la disminución de neutrones termales es la constante correspondiente al tiempo de decaimiento y representa las propiedades de cap- tura de neutrones de la formación. Se gráfica un valor de tiempo de decaimiento que es representativo de la velocidad de decaimiento o pérdida de neutrones termales en la formación, el cloro captura una gran cantidad de neutrones y es el elemento predominan- te en el proceso de captura, con lo cual se puede decir que el registro responde al contenido de agua salada en la formación. El registro TDT es la primera herramienta que permite determinar la saturación de agua a través de la T.R.; para obtener valores preci- sos, se requiere una buena información de la porosi- dad. Las principales aplicaciones son: ¨ Localización de zonas de hidrocarburos en pozos ademados. ¨ Control de proyectos de recuperación secun- daria, ya que determina la saturación residual. ¨ Correlación de profundidades de pozos ademados. III. TOMA DE INFORMACIÓN La toma de información al inicio y durante la vida productiva del yacimiento es muy importante para conocer la situación real del pozo y la posibilidad de mejorar sus condiciones de explotación, para lo cual se necesita información sobre las características del sistema roca fluido, el estado actual de agotamiento del yacimiento, la eficiencia de terminación del pozo, etc. y así mismo para dar recomendaciones válidas sobre la manera en que un pozo de aceite o gas debe producir, es necesario una compresión clara de los principios que rigen el movimiento de los flui- dos desde la formación hasta la superficie. Si se en- cuentra que el pozo no esta produciendo de acuer- do con su capacidad, se deben investigar las causas, las cuales corresponden a diferentes tipos de proble- mas, ya sea del yacimiento, de los fluidos, del pozo o del equipo. Para poder determinar lo anterior es muy importante tomar información como son los regis- tros de presión de fondo cerrado y fluyendo, realizar diferentes pruebas de variación de presión como son la de Incremento ó Decremento, de Interferencia, to- mar los diferentes registros de producción, etc. Registros de presión Existen registros de presión en donde una buena medición de la presión es parte esencial de las prue- bas de variación de presión en pozos. Para obtener mejores resultados, las presiones deben ser medidas cerca de los estratos productores y hay tres tipos básicos de medidores de presión de fondo y son : de cable de línea, registro con instalaciones permanen- tes y de registro recuperable en la superficie. Curvas de variación de presión El objetivo de las pruebas de presión , que consisten básicamente en generar y medir variaciones de pre- sión en los pozos, es obtener información del siste- ma roca-fluido y de los mismos pozos, a partir del análisis de las citadas variación de presión. La infor- mación que se puede obtener incluye daño, permeabi- 153 vueltas por cada 1,000m de profundidad para expan- dir la cuñas y afianzar el cuerpo del pescado. Cuan- do éste no puede recuperarse, el arpón puede libe- rarse mediante la rotación derecha para retraer las cuñas (figura 61). Los machuelos son herramientas que en su exterior tienen una rosca cónica de un rango de menor a mayor diámetro, con un orificio en el extremo infe- rior para la circulación de fluidos. La construcción de las roscas puede ser a la derecha o izquierda y son empleados para pescar en el interior de tube- rías. Su operación es semejante a la de tarrajas, pues requieren de rotación y peso para afianzar el pesca- do (figura 62). Pescantes para agarrar herramientas sueltas Estas herramientas se utilizan para agarrar materia- les sueltos en el interior del pozo, tales como: cuñas de tubería, dados de llaves rotos, pedazos de cable, conos y baleros de barrenas. El diseño de la canasta de circulación inversa apro- vecha precisamente la circulación inversa que pro- duce el fluido de control cuando sale de la canas- ta en forma de jet hacia el fondo del pozo para dirigirse hacia la parte interior de la canasta. Arras- tra con ello los objetos por recuperar y quedan atrapados en el interior de la canasta. Su opera- ción inicia de 1 a 2 m arriba del fondo del pozo, con la circulación del fluido; posteriormente se aplica rotación y se baja hasta el fondo del pozo. En ese punto se aumenta el gasto de circulación, y finalmente se suspende el bombeo y se lanza una canica metálica. Cuando la canica llega a su asiento se aumenta el gasto y se proporciona ro- tación y peso (se recomienda de 60 r.p.m. y 1 a 2 ton de peso), se calcula el tiempo de circulación requerido, y se saca la canasta a la superficie (fi- gura 63). Pescantes para línea y cable de acero Se emplean para recuperar alambre acerado, ca- ble eléctrico y cable de acero. Su diseño es senci- llo y práctico. La mayoría constan de gavilanes, aunque en el caso de arpones para línea llevan, además, una arandela o disco de diámetro igual al interior de la tubería de revestimiento en donde se pretende pescar, con el objetivo de evitar que el pescado de línea pase por arriba del arpón. Su operación consiste en detectar a través del indica- dor de peso cualquier resistencia, y bajar con ro- tación a partir de ese punto cargando peso de 0.5 a 1 ton, hasta observar incremento en la torsión. En ese momento se suspende la rotación y se eli- mina la torsión permitiendo regresar las vueltas necesarias para, posteriormente, levantar la sarta de pesca y tensionar y recuperar el pescado. Otro tipo de herramienta para pescar estos materiales es la zapata de fricción, la cual se construye a par- tir de un tramo de tubería. Su interior se prepara con puntas o ranuras y son operadas por fricción; al aplicar peso atrapan una porción de la herra- mienta por recuperar. CONEXIÓN SUPERIOR CUÑAS DEL ARPON GUIA O NARIZ DEL ARPÓN Figura 61 Pescante de agarre interior tipo arpón (Corte- sía Bowen Oil Tools) Figura 62 Pescante de agarre interior tipo machuelo (Cortesía Houston Engineer, Inc)
  13. 13. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 13 lidad, porosidad, presión media, discontinuidades, etc., la cual es esencial para la explotación eficiente de los yacimientos. Las diferentes tipos de pruebas de presión son las siguientes : de Incremento, de Decremento, Prueba de inyectividad, de interferen- cia y de decremento en pozos inyectores. Las diferentes pruebas de presión se basan en con- ceptos básicos y suposiciones para el análisis de las mismas pruebas como son : el daño a la formación y el almacenamiento del pozo, el principio de super- posición en donde se realiza un desarrollo matemá- tico intenso para llegar a las formulas matemáticas que se utilizan para el análisis. El análisis se realiza por curvas tipo que fueron desa- rrolladas y es un análisis realmente sencillo para pro- porcionar resultados aproximados. Registros de presión de fondo cerrado y fluyendo Registros de producción Los registros de producción son los registros que se pueden tomar después que se han cementado las tuberías de revestimiento, colocado el aparejo de pro- ducción y disparado el intervalo productor, es decir, después de la terminación inicial del pozo, estos re- gistros han permitido conocer con más detalle el com- portamiento no solo de los pozos, sino también de las formaciones. Por ejemplo algunos de los benefi- cios que se pueden obtener : evaluación de la efi- ciencia de la terminación, información detallada so- bre las zonas que producen o aceptan fluidos, de- tección de zonas ladronas, canalización de cemen- to, perforaciones taponadas, fugas mecánicas, etc. Entre los registros de producción se tienen los si- guientes: de temperatura, de gastos, de presiones, de diámetro interior de tuberías, etc. Paralelamente con el perfeccionamiento de las he- rramientas para correr los registros de producción se han ido desarrollando técnicas depuradas de in- terpretación, permitiendo que las intervenciones en los pozos sean más efectivas. Existen cuatro condi- ciones básicas en relación con el pozo, las cuales se determinan con la ayuda de los registros de produc- ción, estas condiciones son: · Estado mecánico del pozo. · Calidad de la cementación. · Comportamiento del pozo. · Evaluación de las formaciones. Las herramientas de los registros de producción con una línea eléctrica y registran las señales en la su- perficie; han sido diseñadas para correrse con cable y grabar gráficas o cintas magnéticas con informa- ción sobre las condiciones del pozo, las cuales pro- porcionan los datos necesarios para evaluar la efi- ciencia de la terminación del mismo. Registro de Molinete Es un registro medidor continuo de gastos tipo héli- ce (molinete), que se utiliza para medir las velocida- des de los fluidos en el interior de las tuberías de producción y revestimiento, la herramienta es colo- cada en el centro de la columna de fluido por medio de centrados de resorte y corrida a una velocidad constante en contra de la dirección del flujo, la velo- cidad de la hélice, que es una función lineal de la velocidad del fluido respecto a la herramienta, se re- gistra continuamente contra la profundidad. Este tipo de medidor es más efectivo para medicio- nes de flujo en una sola fase con gastos de produc- ción altos y si el diámetro del agujero y la viscosidad de los fluidos permanecen constantes, el registro puede presentarse en una escala en por ciento del flujo total. Existen tres factores principales que afec- tan la velocidad de la hélice : velocidad y viscosidad de los fluidos y diámetro del agujero. Registros de Evaluación de Cementación Los registros de evaluación de la cementación pri- maria de la tubería de revestimiento de superficial, intermedia y de explotación, se veía inicialmente únicamente la cima de cemento en la parte exterior, ya que dicho registro indicaba en donde estaba el cambio de temperatura de caliente a frío y en ese momento se detectaba o se veía la cima de cemen- to. Actualmente la evaluación de la cementación se realiza con el registro Sónico de cementación CBL, la herramienta consta de dos secciones: Acústica y electrónica, la sección acústica contiene un transmi- sor y un receptor. La onda sonora emitida por el trans- misor viaja a través de la TR y es detectada por el receptor, la sección electrónica mide la amplitud de la porción deseada de la señal del receptor y la trans- mite a la superficie para ser registrada. La amplitud 152 Se fabrican para ser operados con rotación derecha o izquierda y en diferentes tipos de tamaños; pue- den aplicarse a pescados sueltos o fijos (tarrajas). Cuando el pescado está suelto se recomienda un pescante bowen serie 150, el cual es bajado con tu- bería hasta la boca del pescado. Se introduce en el interior del pescante hasta la sección de cuñas, cuan- do la sarta de pesca es levantada, las cuñas o grapas afirman el pescado, para entonces trabajarlo con ten- sión hasta liberarlo y sacarlo a la superficie. En el caso de que no pueda ser recuperado, la sarta de pesca puede girarse a la derecha y entonces soltar el pescado. Los pescantes de agarre externo, como los bowen, utilizan cuñas de canasta o de espiral. La selección del tipo de cuñas depende de las condiciones del pescado. Las cuñas de canasta, por su forma y fabri- cación, son de agarre corto: un labio superior evita que el pescado entre en la totalidad del barril en el pescante lo que permite poder soltar el pescado cuan- do sea necesario. Un requisito indispensable para el empleo de pescantes con cuñas de canasta es lavar la boca del pescado, además de que el diámetro de la boca sea homogéneo. Esta característica es indis- pensable pues el pescante penetra unas cuantas pul- gadas sobre la boca del pescado. Cuando se usan cuñas de espiral, la condición de la boca del pesca- do no es tan importante debido a que el pescado entra en el interior del pescante hasta la cima del barril. En la actualidad se encuentran disponibles varios tipos de guías de pescantes, como zapatas guías y molinos de control, que son empleados para guiar la boca del pescado hacia el interior del pes- cante (figura 59). Las tarrajas pertenecen al segundo tipo de pescan- tes de agarre exterior. Una tarraja es, básicamente, un cilindro que en su interior tiene una cuerda ahusada o cónica; algunas, aceptan en su interior el paso de herramientas de cable o línea acerada Su uso se recomienda en pescados fijos y bocas irregu- lares, pues para operarlas se requiere aplicar rota- ción y peso: se hace una rosca al cuerpo del pesca- do para su afianzamiento y recuperación. Cuando el pescado es afianzado y no es posible su recupera- ción se puede recuperar la sarta de pesca tensionando hasta barrer las cuerdas, o en su caso, hasta accio- nar la herramienta de percusión (figura 60). Pescantes de agarre interior Básicamente están compuestos por machuelos y ar- pones. Son herramientas que penetran en el interior del pescado y que cuentan con un mecanismo o di- seño de agarre interior. Los arpones están diseñados para operar en tensión. Tienen la particularidad de que al correrse en el inte- rior del pescado, las cuñas están en posición retraí- da. Al posicionarse dentro del pescado, el mecanis- mo de "J" es operado con rotación izquierda de 2 a 3 CUÑAS DE ESPIRAL TOP SUB MOLINO DE CONTROL GUIA DE PESCANTE CUÑAS DE CANASTA Figura 59 Pescante de agarre exterior bowen (Corte- sía Bowen Oil Tools). Figura 60 Pescante de agarre exterior tipo tarraja (Cor- tesía de Houston Engineer, Inc).
  14. 14. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 14 de la onda es función del espesor de la tubería y de la resistencia, de la adherencia y espesor del cemen- to. En tubería no cementadas, la amplitud es máxi- ma; en tuberías cementadas (completamente circun- dada por una capa de cemento, menor de ¾" de espesor) la amplitud es mínima. El concepto de índice de adherencia proporciona una evaluación cualitativa de la cementación, usando únicamente el registro CBL, excluyendo otros facto- res, el índice de adherencia es proporcional a la cir- cunferencia de la T.R. en contacto con el cemento bueno, la experiencia indica que índices de cementación mayores de 8 sobre una sección de 5 pies de T.R. de 5 ½" de diámetro generalmente no hay comunicación a lo largo de la sección particular de T.R. y un índice de adherencia mucho menor de 8 indica la probabilidad de canalización de lodo o ce- mento contaminado con cemento. La centralización es extremadamente importante en la amplitud sónica registrada, si se obtiene una repetibilidad adecuada, entonces puede suponerse que se tiene buena centralización y un movimiento rápido en la señal del tiempo de transito es debido a la mala centralización. El registro CBL-VDL indica la Adherencia entre la tubería de revestimiento y el ce- mento y la adherencia entre el cemento y la forma- ción. IV. CEMENTACIÓN DE TUBERÍAS DE REVESTIMIEN- TO DE EXPLOTACIÓN Durante la Perforación de un pozo petrolero es nece- sario proteger el agujero, con tuberías de revestimien- to, la cual con el cemento integran un conjunto de seguridad y funcionalidad para el pozo. La operación de cementación primaria de las tube- rías de revestimiento consiste en bombear por la TR un bache lavador, un espaciador, lechada de cemento diseñada, espaciador y posteriormente el desplaza- miento calculado para alcanzar la presión final re- querida, la lechada se coloca en el espacio anular entre el agujero descubierto y la TR. La experiencia ha demostrado que una operación deficiente de la Cementación primaria de Tubería de revestimiento, origina continuas dificultades en la vida productiva de los pozos y a largo plazo el medio ambiente, además las operaciones costosas para co- rregir esta anomalía. Se debe realizar un programa bien establecido para llevar a cabo una operación exitosa, desde su planeación en el gabinete, los ma- teriales, aditivos, diseño del tipo de lechada, baches lavadores, espaciadores, equipo y accesorios a utili- zar, así mismo en el campo realizar la operación como se programó, cumplir con la densidad de la lechada diseñada, presiones y gasto de bombeo para termi- nar la operación exitosamente. Tuberías de Explotación El objetivo es aislar las zonas que contienen hidro- carburos, evitar la movilidad de fluidos contenidos en cada zona y permite producir y controlar el pozo. Los diámetros más comunes son de 7 5/8", 7" , 6 5/8", 5", 4 ½" y actualmente con la Técnica de pozos esbel- tos de 3 ½". Tuberías de Explotación cortas Existen las Tuberías de explotación cortas ó liner, la cual es una sección de tubería de revestimiento colo- cada en agujero descubierto ó dentro de otra tubería para corregir daños en tuberías ya cementadas y se cementan con el objetivo de aislar zonas de presión anormal, ahorro económico, rápida colocación en las zonas programadas, reducir los volúmenes de cemento. Clasificación de Tuberías de revestimiento de acuer- do a sus propiedades - Diámetro Exterior. - Peso por Unidad de longitud. - Grado de Acero. - Tipo de Junta. - Longitud o Rango De acuerdo a las condiciones del agujero se clasifi- can en dos grupos: - Unión a base de rosca. - Unión a base de soldadura. Accesorios para Tuberías de Revestimiento Es conocido que al introducir la tubería de revesti- 151 10.Elaborar el reporte con la fecha y la profundidad a la que fueron recuperadas las muestras. Problemas comunes Son aquéllos derivados de las condiciones del pozo o de la secuencia operativa. Tienen muchas proba- bilidades de ocurrencia durante el desarrollo de la intervención, por lo que en los programas operativos deben considerarse el tiempo requerido para corre- girlos, así como las causas que los originan para su prevención. A estos problemas comunes algunos veces se les llama riesgos de operación. Por otro lado, existen riesgos internos que son impondera- bles y no pueden ser programados, pero que final- mente afectan los resultados de la intervención. En- tre los más comunes están: Pescas Moliendas Perforación de tuberías (tubing o casing puncher) Vibraciones de sarta Corte de tuberías (mecánico, térmico o químico) Estos problemas ocasionan pérdidas de tiempo, ope- raciones fallidas y taponamiento de pozos por acci- dente mecánico. A su vez originan una recuperación de hidrocarburos inadecuada o la erogación de ma- yores recursos para la explotación del yacimiento (reentradas, pozos nuevos, etc). Problemas de pescas Un problema de pesca se define como el conjunto de operaciones o procedimientos realizados dentro de un pozo con el objetivo de remover o recuperar materiales, herramientas o tuberías que impiden o afectan el desarrollo secuencial durante la interven- ción del pozo. Es uno de los problemas más importantes que afec- tan el desarrollo de la intervención en un pozo. Pue- den ocurrir por varias causas, las más comunes son: las fallas de algún componente del equipo superfi- cial, subsuperficial, accesorios de trabajo (llaves, cu- ñas etc) y, en algunos casos, por operaciones mal efectuadas y descuidos humanos. La mayoría de fallas en el equipo superficial se origi- nan por falta de mantenimiento en las dados, resor- tes y pernos de las cuñas que se encuentran en mal estado, falla del embrague de alta y baja del malaca- te, falta de potencia hidráulica en las bombas que limitan la limpieza del fondo del pozo, e indicadores de peso descalibrados. Las fallas en el equipo subsuperficial se deben a ope- raciones inadecuadas en los accesorios introducidos al pozo, tales como molinos, zapatas, pescantes etc. Se originan por falta de conocimiento por parte del personal o por descuido o falta de habilidad de la persona que ejecuta la operación. Como se puede ver el factor humano predomina en muchas de las causas que originan situaciones de pesca. Por esta razón se recomienda que toda herramienta introducida en el pozo debe medirse y que en la bitácora de operación se anoten todas sus características: diámetro interior, exterior, lon- gitud, etc. La pesca para la recuperación de herramientas del pozo no es una ciencia, así es que existen varias al- ternativas para solucionar un mismo problema. Sin embargo, la de mayor probabilidad de éxito es aquélla que considera todas las características del pescado que se pretende recuperar. Por otro lado, la disponi- bilidad de pescantes es menor en la medida que el diámetro del pescado es más pequeño, mientras que para pescados grandes se tienen varios pescantes disponibles. En ese caso la elección debe considerar la herramienta de mayor resistencia a la tensión. La mayoría de las herramientas de pesca están dise- ñadas para introducirse con tubería. Operan con ro- tación y movimientos recíprocos, o con una combi- nación de ambos. La manera como se atrapa o suel- ta un pescado, las bocas de los mismos, así como las condiciones de atrapamiento de éstos, indicarán la herramienta de pesca adecuada para su recupera- ción. Estas herramientas se clasifican dentro de los siguientes grupos: Pescantes de agarre exterior Pescantes de agarre interior Pescantes para herramientas y materiales sueltos Pescantes para línea y cable de acero Pescantes de agarre exterior Son herramientas diseñadas para agarrar el pescado exteriormente. Su afianzamiento se basa en el meca- nismo de cuñas que tiene en el interior del pescante; ejemplos de este grupo son los bowen y las tarrajas.
  15. 15. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 15 miento dentro de un agujero es necesario equiparlo con los accesorios convenientes para obtener mejo- res resultados de los objetivos básicos. Podemos mencionar a los principales accesorios para la cementación. Zapatas La zapata protege y guía en la introducción a la tube- ría de revestimiento, evitando la deformación y des- gaste de la misma, pueden ser del tipo: Guía, Flotadora, Diferencial, De pétalos y Tipo V. Coples Proporcionan la superficie de sello y el punto de asen- tamiento para los tapones de cementación, se colo- can usualmente de 1 a 3 tramos arriba de la zapata. Pueden ser del tipo: Flotador, Diferencial, Retención y Cementación Múltiple. Tapones de Cementación Son los tapones que se utilizan para realizar una bue- na limpieza (diafragma) y posteriormente el despla- zamiento de la lechada de cemento (sólido) para evi- tar su contaminación. Centradores En las cementaciones primarias de tuberías de re- vestimiento es muy conveniente que en las zonas de mayor interés quede centrada la tubería con la finali- dad de distribuir la lechada de cemento uniforme- mente. Tipos de Cemento Cemento es un material con ciertas propiedades de adherencia y es el resultado de la calcinación de una mezcla especifica de caliza y arcilla con adición de óxidos de sodio, potasio y magnesio, existen dife- rentes tipos de cemento, la API los clasifica de la si- guiente manera : - Clase "A" - Clase "B" - Clase "C" - Clase "D" - Clase "E" - Clase "G y H" Actualmente se esta tratando de utilizar el lodo como cemento para la cementación de las tuberías de re- vestimiento, aunque esto esta todavía como una prueba tecnológica llamada MTC y se encuentra en desarrollo. Aditivos Aceleradores. Se utilizan para acelerar el fraguado de la lechada, y pueden ser: Cloruro de Calcio, Clo- ruro de Sodio, Yeso Hidratado y Agua de Mar. Retardadores. Se utilizan para retardar el fraguado de las lechadas. Cada Compañía de servicio emplea un código para sus productos. Para Alta Densidad. Se utilizan para aumentar la den- sidad de la lechada de cemento para contener altas presiones de la Formación y mejorar el desplaza- miento del lodo. Se tienen: hematita, barita, ilmentita y la sal. Para Lechadas de Baja Densidad. Las lechadas de baja densidad se pueden acondicionar, agregando mate- riales que requieran agua, con una gravedad baja especifica, entre los más comunes tenemos: bentonita, gilsonita, spherelite. Controladores de Filtrado. Se utilizan para disminuir la deshidratación o la pérdida de agua de la lechada a zonas porosas; proteger formaciones sensibles y mejorar las cementaciones forzadas. Controladores de pérdidas de Circulación. Como su nombre lo indica para control de perdidas de fluido previa cementación, entre los mas comunes se tie- nen: Gilsonita, Cemento Thixotrópico, Flo - Check y Bentonita - Cemento - Diesel: Reductores de Fricción. Se utilizan como dispersantes en las lechadas de cemento para reducir su viscosi- dad aparente de la lechada. Operación de Cementación Primaria Posteriormente del diseño de la tubería de revesti- miento, se procede a elaborar y coordinar para lle- var acabo la operación de cementación primaria de la misma, en donde se deben tomar en cuenta los materiales, aditivos, equipos, introducción y diseño de la lechada de cemento de la propia cementación. 150 4. Purgar el sistema de líneas y válvulas para desalo- jar el aire y dejarlo lleno de aceite o gas, según sea la muestra que se vaya a recuperar. 5. Instalar la botella en forma vertical al sistema de válvulas y líneas . 6. Para recuperar las muestras de gas se conecta la toma de la muestra en la válvula superior de la bote- lla, se abre la válvula de la toma y después la válvula de la botella; posteriormente, se cierran las válvulas en el siguiente orden: primero, la del separador; después, la de la botella y por último la de la toma. 7. El procedimiento se repite hasta recuperar un mí- nimo de tres muestras. En cada una de ellas, se registra la presión y la temperatura en la cabeza del pozo, el diámetro del estrangulador por el cual está fluyendo, la presión y temperatura de separa- ción, y si se está registrando el pozo, la presión y temperatura del fondo del pozo. 8. Comprobar la hermeticidad de las botellas in- troduciéndolas en agua para verificar que no tengan fugas. 9. Para recuperar las muestras de aceite, instalar las botellas verticalmente y hacer la toma de los flui- dos por su válvula inferior. 10.Abrir 100% la válvula superior de la botella, la vál- vula de la toma de fluidos y, finalmente, la válvula inferior, que permitirá la entrada de aceite al mis- mo tiempo que se desaloja 100% el agua del inte- rior de la botella; dejar salir un poco de aceite para asegurar que únicamente queda aceite en el inte- rior de la botella. Una vez concluido el llenado, cerrar las válvulas en el siguiente orden: válvula del separador, válvula inferior de la botella, vál- vula superior y, por último, la inferior de la botella 11.Desconectar la botella y comprobar su hermeticidad 12.Repetir el procedimiento hasta haber recuperado un mínimo de tres muestras en buenas condicio- nes; registrar los datos mencionados en el punto 7 del procedimiento. 13.Descargar los fluidos del sistema de líneas y válvu- las y desconectarlo del separador de producción. 14.Se entregan las muestras al personal de yacimien- tos y concluye el muestreo. Procedimiento para recuperar muestras de sólidos en el fondo del pozo. 1. Verificar el estado actual del pozo (para definir las condiciones de flujo) y definir el rango de trabajo del equipo de control que se va a utilizar, de acuerdo con la máxima presión de cabeza esperada. 2. Determinar el diámetro interior mínimo del apare- jo de producción y el drift, que significa "espacio anular mínimo para que pase una herramienta a través de una tubería". 3. Instalar el equipo de control para efectuar la ope- ración (lubricadores y preventores). 4. Probar el equipo de control (con unidad de prue- ba o con unidad de alta presión), con una presión del 20% arriba de la máxima esperada. 5. Calibrar el pozo con un sello de diámetro exterior igual o menor al *drift del aparejo de producción para detectar la cima del tapón de sedimentos for- mado o de la acumulación de asfaltenos y parafi- nas precipitados. Tomar una impresión y definir el tipo de resistencia. 6. Efectuar una primera corrida con el barril muestrero para determinar nuevamente la cima de la acu- mulación de sólidos; una vez confirmada, operar el barril muestrero con golpes (cinco a seis golpes máximo), sobre la resistencia para obligar a los sólidos a entrar en el barril. 7. Sacar el barril muestrero, y si la recuperación fue exitosa, tomar una segunda muestra para análisis. 8. Si la operación resultó infructuosa, correr un calibrador de menor diámetro para definir si real- mente la resistencia se debe a la acumulación de sólidos o a algún problema mecánico en el apare- jo de producción. 9. Una vez definido el problema o recuperadas las muestras, cerrar el pozo y desmantelar el equipo de control. * drift - Espacio anular mínimo para que pase una herramienta através de una tubería
  16. 16. Terminación y Mantenimiento de PozosTerminación y Mantenimiento de Pozos 16 Operaciones Previas a la Cementación a.- Análisis del Agua disponible. Es de gran importancia conocer con tiempo las características químicas del agua que se utilizará y efectuar pruebas del cemento con estas. Si se considera necesario se transportará cuidando que su salinidad sea menor de 1000 ppm de Cloruros. b.- Pruebas de Cemento de cada lote recibido. El Control de calidad del cemento es de gran importancia e invariablemente deberán efectuar- se pruebas de los lotes recibidos, básicamente en cédula No. 5 sin aditivos, así como el cálculo de la densidad máxima permisible para evitar pérdidas de circulación por fracturamiento de las formaciones y de acuerdo a la temperatura de fondo del pozo para el diseño de la lechada de cemento. c.- Programa de Accesorios. El programa de accesorios estará sujeto básica- mente a los objetivos que se persigan, fijando normas y condiciones que optimicen los resul- tados y evitando al máximo un incremento en los costos, así mismo se deben verificar los ac- cesorios en su diámetro, estado, tipo de rosca, diámetros interiores, grados y librajes así como el funcionamiento de las partes de los acceso- rios antes de la operación para cualquier ano- malía que se detecte se corrija a tiempo y no a la hora de iniciar la introducción de la tubería. d.- Diseño de la lechada de cemento y los baches lavadores y espaciadores. El diseño de la lechada de cemento es un aspec- to muy importante ya que en la misma se debe considerar aditivos para la presencia de gas, retardadores y/ó aceleradores y en caso necesa- rio, etc., así mismo debe contemplarse la com- patibilidad con el lodo de perforación en uso y los diferentes baches a utilizar como son los lim- piadores y espaciadores. Con el objeto de tener mejores resultados en las cementaciones primarias el volumen de fluido limpiador que se programe y el gasto, debe es- tar diseñado para un tiempo de contacto de 8 a 12 min. Utilizando un flujo turbulento, lo cual es un mínimo recomendable para remover el enjarre de los lodos de perforación y para su di- seño se deben tomar en cuenta el diámetro de las tuberías de revestimiento así como los diá- metros de los agujeros, para que sea el volumen adecuado y se obtengan óptimos resultados, así mismo tomar en cuenta el tipo de formación, se bombeara después de haber soltado el tapón de diafragma. Cuando se selecciona un fluido espaciador, para efectuar un eficiente desplazamiento del lodo, deberán tomarse en cuenta la reología del fluido espaciador, gasto de bombeo, compatibilidad del fluido espaciador con el lodo y el cemento y tiem- po de contacto; con lodos base agua, un pe- queño volumen de agua como espaciador entre el lodo y el cemento han registrado resultados satisfactorios. El criterio más importante en la selección de un fluido espaciador es que el flui- do seleccionado pueda desplazarse en turbulen- cia a gastos de bombeo razonables para la geo- metría que presenta el pozo. Operaciones durante la Cementación a.- Colocación de Accesorios y revisión de Tramos Es muy importante verificar la correcta coloca- ción de accesorios, de acuerdo al programa ela- borado previamente, así como también es im- portante verificar las condiciones del fluido de control, ya que es un factor de gran importancia para el éxito de una cementación primaria. Así mismo la numeración de los tramos, siguiendo un orden de acuerdo al diseño del ademe que se utilizará en el pozo en grados, peso y tipos de roscas ,las cuales deben satisfacer las condicio- nes de medida del probador del manual y con el objeto de seguir el orden de introducción pro- gramado. El total de tramos debe coincidir en todas sus partes con el número de tramos, apartando los que están en malas condiciones, principalmente en las roscas y los que se hayan golpeado y da- ñado durante su transporte y/ó introducción, así 149 23. Si está hermético el muestrero, desechar la mues- tra, reacondicionar nuevamente el muestrero y regresar al punto 19 del procedimiento. 24. Traspasar la muestra del muestrero WOFFORD a la botella de traslado, con el auxilio del personal, del equipo de la ULA y del laboratorio de yaci- mientos. 25. Si se recuperaron tres muestras a la misma pro- fundidad, desmantelar la ULA 26. Entregar las muestras a yacimientos para que efec- túen los análisis PVT. 27. Terminar el procedimiento de recuperación de muestras de fondo. Elaborar un reporte de las muestras tomadas. Procedimiento para Recuperar Muestras de Fluidos en Superficie a) Para efectuar análisis físicos. 1. Instalar la toma de gas en el medio árbol de válvu- las con línea de acero inoxidable de 1/8". 2. Determinar la concentración de H2 S en el gas pro- ducido. 3. Si la concentración de H2 S es peligrosa, disponer del equipo de protección necesario para trabajar en condiciones peligrosas. 4. Instruir al personal sobre el uso adecuado del equi- po de protección y sobre el manejo de los fluidos. 5. Instalar una línea para recuperar las muestras en una posición tal que los vientos favorezcan la di- sipación del gas sin poner en riesgo al personal que toma las muestras. 6. Instalar el equipo de protección contra-incendio cerca de la toma de las muestras. 7. Preparar botellas limpias y transparentes de 1 l de capacidad para depositar las muestras. 8. Disponer de un recipiente limpio de regular capa- cidad para la captación de las muestras (cubeta de 18 l). 9. Disponer de un depósito para recolectar las mues- tras que se van analizando y desechando (tan- ques cerrados de 200 l). 10.Llevar el control del muestreo en una libreta en donde se anote fecha, hora, presión y el estran- gulador por donde está fluyendo el pozo, al mo- mento de recuperar la muestra. 11.Cada vez que se vaya a recuperar una muestra, abrir el paso a los fluidos dejándolos que fluyan hasta que se considere que se desalojaron todos los remanentes de la muestra anterior. 12.Cada vez que se recupere una muestra, ésta debe ser de 3 l aproximadamente. 13.Agitar y homogenizar perfectamente la muestra para posteriormente llenar dos botellas de un li- tro cada una 15.Entregar una muestra al químico del pozo para que efectúe los análisis físicos; la otra queda en obser- vación para que sea comparada con las muestras tomadas antes y después, y determinar la variación del contenido de agua y sólidos con el tiempo du- rante la limpieza y estabilización del pozo. 16.Elaborar un reporte de la cantidad de muestras tomadas, con la fecha, hora y el estrangulador por el cual estaba fluyendo el pozo. Procedimiento para Recuperar Muestras para Aná- lisis "PVT" 1. Se debe esperar a que el pozo esté estabilizado y limpio y fluyendo al separador de producción más cercano. De ser posible, contar con un separador portátil cerca de la cabeza del pozo. 2. Instalar un arreglo de válvulas de aguja de 1/2" y líneas de 1/8" de acero inoxidable a las salidas del separador de producción por donde se vayan a obtener las muestras. 3. Preparar las botellas de acero inoxidable para alta presión tipo bala para recibir las muestras. Las que se llenaran con gas deben estar totalmente purgadas al vacío y las que recibirán aceite deben purgar todo el aire con agua y quedar llenas con este líquido.

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